Presentamos el primer balance sobre las causas por las cuales se dejó de enviar a Maracaibo, Costa Oriental, Mara y Páez cerca de 200 millones de pies cúbicos de gas tras el saboteo petrolero.


Domingo 22 de diciembre. 8:00 pm. La Salina, municipio Cabimas. El Centro de Operaciones Automatizado (COA), de Pdvsa fue inhabilitado por completo, y la posibilidad de detectar contingencias en la planta se hizo imposible.

Ese mismo día, según voceros de Pdvsa de Occidente, 200 millones de pies cúbicos de gas con 500 libras de presión dejaron de enviarse a diario para Maracaibo, la Costa Oriental del Lago y los municipios Mara y Páez.

Con la inesperada caída de los servidores del sistema que permitía visualizar la presión, flujo, nivel y temperatura de las plantas de producción de gas, el personal de las instalaciones no tenía noción del comportamiento operacional. Mientras esto sucedía, 5 estaciones eran escenario de irregularidades.

A continuación presentamos un informe elaborado por un cuerpo de inteligencia del Estado en el escenario de los hechos, con un diagnóstico de los daños ocurridos:

La Salina


Área de oficinas Ingeniería de Control: Las áreas de las oficinas se encontraban cerradas en su totalidad. Con la autorización del Gerente de Pdvsa Occidente, Félix Rodríguez se ingresó al lugar para la búsqueda de material relativo a los sistemas, tales como software, manuales técnicos, equipos, arquitectura del sistema, topología de la red, estructura de la base de datos del sistema, programas de respaldo etc.

El material fue muy escaso puesto que no se encontró una organización específica de información general o detallada del Sistema de Control dando así y con más claridad evidencias de un manejo de información irregular, así como también negligencia en la calidad de organización de información para contingencias.

Después de una minuciosa búsqueda de material se logró encontrar algunos recursos documentales básicos para el manejo de la parte codificada de algunos componentes del sistema, pero incompletos.

El resto de los elementos fue operado por el personal de contingencia basado en experiencias y conocimientos de ingeniería en sistemas de automatización y control de procesos industriales, computación y telecomunicaciones.

En las oficinas de Ingeniería de Control el equipo de profesionales conformado por el Ingeniero Miguel Fernández, el Ingeniero Gerardo Morán, el Ingeniero Oscar Mejías, y el Ingeniero Antonio Velásquez procedieron a levantar la información básica necesaria sobre el sistema, en cuanto a estructura, arquitectura, funcionamiento, lógica y estado actual.

El proceso

Entre otros estudios preliminares le efectuó un análisis sobre despacho de combustible de aviación (Jet A-1), despacho de gas licuado de petróleo, pesaje de productos negros, dosificación de producto recuperado, bombeo de productos combustibles a través de Poliducto, Registro de Calidad Operaciones P/D Bajo Grande, toma de muestras para detección de partículas en suspensión.

La importancia de estos conocimientos fue crucial para el equipo de contingencia de Ingeniería de Control para un entendimiento de la Estructura del Manejo del Sistema de Control Digital, ya que las operaciones que anteriormente se efectuaban manual ahora se efectúan automáticamente.

La sala de control de Bajo Grande presentaba condiciones irregulares, es decir, falta de organización y clasificación de equipos, materiales y documentación, desvirtuando de esa manera la calidad organizacional de la empresa.

Las consolas y los servidores de control de válvulas, bombas y demás dispositivos de campo se encontraban totalmente aislados de la realidad operacional puesto que todas las operaciones de apertura, control y cierre de los mencionados dispositivos debían ser abiertos y cerrados manualmente.

Después de horas de trabajo continuo, el equipo de profesionales del área determinó una serie de irregularidades que impedían el correcto funcionamiento del Sistema de Control: Oficinas cerradas, claves o password de acceso al sistema de control cambiadas, cables intercambiados en equipos de comunicaciones, asignación errónea en archivos importantes de configuración tanto del sistema de control como el de comunicaciones, forces vía software (obligando que todas las válvulas permanecieran cerradas sin aceptar comandos desde el sistema de control), incongruencia en la base de datos del sistema de control, manuales técnicos desaparecidos, computadoras portátiles (Laptop) desaparecidas, equipos de comunicación desconfigurados, entre otras.

Se procedió primero a desactivar físicamente la conexión a la red corporativa de Pdvsa pdv-net (red WAN) y aislar la red del sistema de control como medida de precaución a los presuntos saboteos remotos donde se tuviera acceso al dominio Sumandes en la red.

Se localizó un software para reprogramar todos los equipos de transformación de señales conocidos como XYPLEX que fueron desconfigurados intencionalmente para evitar la sincronización entre equipos de medición de campo y equipos de control Scada. Este mismo grupo de profesionales una vez que resolvió los problemas en "Bajo Grande", procedió a revertir el daño en las subsiguientes plantas de "El Vigía" y "San Lorenzo" que también sufrieron daños en el sistema de magnitudes importantes.

ACCIONES


1. Inhabilitación del Centro de Operaciones Automatizado (COA), de La Salina.

2. Apertura de válvulas manuales de drenaje de crudo de los depuradores hacia los tanques de almacenamiento de crudo en 5 estaciones de flujo.

3. Descontrol de los puntos de ajuste del venteo en las estaciones de flujo.

4. Hurtos en estaciones de flujo.

5.Inhabilitación del Centro de Operaciones Automatizado (COA) que permite visualizar los diversos parámetros operaciones (presión, flujo, nivel, temperatura, etc.) de las instalaciones automatizadas.

6. La inhabilitación intempestiva producida el domingo 22 de diciembre de 2002 no ha permitido el seguimiento del comportamiento operacional de las estaciones de flujo, múltiples de gas de levantamiento, múltiples de distribución de gas, múltiples de producción y Plataformas de Bombeo Electro Sumergible.

La detección de hurtos ha sido obstaculizada por la imposibilidad de detectarlos oportunamente mediante la aparición de comportamiento anormal de los parámetros de operación.

7. Debido al número considerable de instalaciones que no pueden ser vigiladas remotamente, se implementó un plan de revisión diaria de todas estas instalaciones, con prioridad a aquellas en operación.Esta anormalidad no permite detectar contingencias menores y mayores en las instalaciones. Estas contingencias pueden abarcar desde derrames de crudo en estaciones, venteos de gas, incendios, explosiones, etc. La aparición de estos eventos pudiera afectar personas, equipos y ambiente.

8 Apertura de válvulas manuales de drenaje de crudo de los depuradores hacia los tanques de almacenamiento de crudo en 5 estaciones de flujo

9.Esta situación daba como resultado que una buena parte del gas total de estas estaciones no fuera dirigido hacia la succión de plantas compresoras de gas, sino que fuera venteado (lanzado) a la atmósfera a través de los tanques de la estación.

10 . Otros efectos adversos de esta anormalidad operacional es la modificación de niveles en los tanques (niveles de líquido falsos), y se podría presentar el caso de que las bombas succionaran líquido y gas, con el consiguiente envío de gas a los oleoductos.

11. Altos volúmenes de gas con altos niveles de crudo en los tanques podría producir salpiques por la boca de aforo de los tanques, con el consiguiente problema de contaminación de la estación y ambiente.

12.Descontrol de los puntos de ajuste del venteo en las estaciones de flujo

13. La Ley Penal del Ambiente prohibe el venteo del gas hacia la atmósfera, por lo que cada vez que se realicen cambios operacionales, en este caso apertura o cierre de pozos, las válvulas de los venteos deben ajustarse para asegurar que no exista venteo de gas.

14. Hurtos en las estaciones de flujo EF-LR-17, EF-TJ-19, EF-PB-12, que provocó la indisponibilidad de bombeo de crudo de la estación, con el riesgo potencial de derrame de crudo hacia el Lago.

OTROS DAÑOS


En Bajo Grande,San Lorenzo, El Vigía:

Apropiación de Claves de Acceos para los Niveles de Administración de todos los Sistemas de Administración de la Planta, llenado, facturación, poliducto, Control de Plantas, lo cual, no permite el acceso operacional y mantenimiento del sistema.

Borraron los canales de comunicación en el Servidor, que transfiere data de control a PCC3 de control de plantas y plataforma de visualización que genera el plan de escape, cuyo efecto imposibilitó las operaciones de la planta.

Violentaron el programa de PLC, los interruptores de paros de emergencias, lo cual afectó en forma general las operaciones de la planta.